鄂尔多斯盆地东部是目前中国深层煤岩气规模勘探开发最重要的区域之一，其开发方式以水平井为主。前期研究表明，煤岩有效钻遇长度直接影响着气井产量，这使得水平井导向工作显得尤为重要。与砂岩相比，煤岩水平井导向存在小幅构造复杂、纵向非均质强、井壁稳定性差、导向决策时效性高、轨迹控制要求高及导向费用高等一系列难题，且尚未建立完善的煤岩水平井导向方法。为此依据鄂尔多斯盆地东部60余口石炭系本溪组8#煤岩水平井导向实例，考虑地质条件及井控程度差异性，创新性提出了基于“两区三类”煤岩储层地质特征的水平井差异化精细导向方法。该方法将目标区划分为构造平缓高井控区、构造平缓低井控区和构造复杂区等“两区三类”，以“地震定构造、地质刻旋回”为核心，针对不同地质条件提出“三维地震+常规随钻测量”“三维地震+方位伽马”“三维地震+近钻头方位伽马”3种差异化地质导向模式，并进一步针对4种地质风险、6种切层关系，制定了10项应对措施。该导向方法的推广使用，助力鄂尔多斯盆地东部地区煤岩水平井储层钻遇率由84.6%提升至97.2%，水平段平均钻井周期由12.6 d降至6.8 d，大幅度降低了煤岩气水平井导向费用，为鄂尔多斯盆地定型煤岩水平井效益开发主体技术提供了有力支撑。
在致密气井衰竭开采中，随着地层压力下降，近井到远井地带的生产压力梯度逐渐降低，低速非达西渗流对生产的影响程度增加，为动用储量评价带来了挑战。通过室内实验，研究了致密含水岩石中不同孔隙压力下的气相低速非达西渗流现象，并以压裂水平井为例，建立了基于双重介质渗流表征的储量动用评价模型，量化描述了衰竭开采中动用储量及动用范围内采出程度的变化规律，进而探究了不同增产措施的影响。结果表明：①在运动方程中考虑低速非达西渗流能够更精确地描述气体流量随压差的非线性变化特征，从而使建立的数值模拟模型对储量动用的评价更加准确。②随着单井衰竭开采的进行，虽然储量动用范围不断扩大，但会导致对储量的控制程度不足，动用范围内的采出程度呈现先上升后下降的趋势，当气井开采达到采出程度最大值后，动用范围内的采出程度下降可达6%以上。③从提高动用储量采出程度的角度考量，增产措施重要性排序为：缩短裂缝间距>增加裂缝半长>提高裂缝导流能力>提高井底流压。降低井底流压及废弃产量虽然能够提高动用储量及累计产量，但会降低采出程度，人工压裂能兼顾增加单井动用地质储量与提高采出程度，是提升致密气井开采效率的主要方式。
碳酸盐岩储层形成与演化机制是油气勘探亟需解决的关键问题之一。以塔里木盆地西南部玉北地区中—下奥陶统为例，利用钻井岩心、岩石薄片、成像测井、常规测井及地球化学数据等，从裂缝—流体时序研究入手，厘定碳酸盐岩储层成岩演化过程，明确储层发育控制因素。根据含不同类型充填物岩心裂缝的切割关系，厘定玉北地区中—下奥陶统先后发生了富镁流体、富硅流体、古油气、富钙流体和富泥流体的活动。通过岩心和薄片白云石充填缝对比分析，提出富镁流体活动发生在加里东中期Ⅰ幕初期的微观裂缝发育阶段，并导致过度白云石化。元素和同位素分析表明，导致过度白云石化的富镁流体为热液成因，可能与寒武系膏盐岩层高温富镁卤水因重力压实作用而向上渗透扩散有关。玉北地区蓬莱坝组—鹰山组下段溶蚀孔洞产状特征表明，其形成早于白云石化，与准同生期三、四级沉积旋回海平面下降暴露溶蚀相关。将玉北地区中—下奥陶统储层演化划分为蓬莱坝组—鹰山组下段准同生溶蚀、加里东中期Ⅰ幕与海西晚期热液白云石化—构造裂缝共同作用、海西晚期之后储层保持3个阶段。
为精细了解准噶尔盆地玛湖凹陷中下二叠统风城组碱湖相富结构藻源岩的生排烃演化过程，进而认识风城组全油气系统的油气成藏特征与油气富集规律，特选取低熟富结构藻源岩进行密闭容器的加水热模拟实验研究。通过对热解液态与气态烃产率演化特征分析，以及对模拟样品的固体残渣进行TOC与热解（Rock-Eval）分析，明确富结构藻源岩的生排烃演化特征。结果表明：形成于碱湖背景的风城组富结构藻源岩具有早生早排特征，总排烃与排油效率均比较高，其有机碳恢复系数在生油高峰时已快速达到1.5左右，之后增加缓慢直至超过1.7；富结构藻源岩在生油窗内主要生成液态石油，气态烃产率在达到生油高峰之前较低，之后逐渐增加；热解液态产物的颜色变化暗示了富结构藻源岩生成的石油中胶质和沥青质含量及其密度、黏度随热演化程度先增后降，高值在生油高峰附近。该结果深化了对于风城组碱湖相源岩的成烃演化特征的认识，对于风城组乃至其他咸水湖相地层页岩油甜点段、甜点区选取及页岩油原位改制与生产均具有重要的指导作用。
目前对四川盆地上三叠统须家河组的物源已进行了较多研究，但盆地北缘须家河组的物源归属仍存在一定争议。综合利用砂岩颗粒成分统计、重矿物组分及重矿物成分电子探针分析方法，研究了四川盆地北部广元、旺苍、南江和土黄4个剖面的须家河组物源。结果显示：广元、旺苍和南江剖面具有较一致的砂岩成分、非稳定重矿物类型和石榴子石成分，以富含石榴子石、铬尖晶石为特征，其中石榴子石为铁铝榴石和镁铝榴石，主要来自角闪岩相—麻粒岩相变质沉积岩。土黄剖面以缺少铬尖晶石、含有辉石为特征，所含石榴子石为铁铝榴石，来自中酸性岩浆岩，辉石为普通辉石、透辉石，来自碱性—亚碱性的火山弧玄武岩或亚碱性洋底玄武岩岩浆。综合分析认为，广元、旺苍与南江地区的物源包括松潘—甘孜褶皱带和西秦岭地区的三叠系浊积岩以及龙门山断裂带内的古生代地层，土黄地区的物源为华北板块与秦岭造山带的组合。结合前人对须家河组物源与沉积研究，认为盆地北部存在2个源汇体系。此外，四川盆地须家河组物源的研究反映了碎屑锆石U⁃Pb年龄方法的局限性，体现了利用多种方法研究物源、区分不同源汇体系的必要性。
川南地区中二叠统栖霞组沉积期颗粒滩发育，同时下伏多套潜在优质烃源岩，油气资源量潜力大。由于多期构造运动导致栖霞组油气成藏条件复杂、成藏潜力和成藏有利主控因素认识不清，制约着川南地区栖霞组油气勘探进程。通过钻井、地震、测井和测试分析资料，在重新厘定川南地区栖霞组储层发育特征的基础上，明确天然气来源及主力烃源岩供烃能力，识别油气输导体系特征和油气充注期次，结合油气成藏演化深入认识成藏潜力，进一步讨论成藏有利主控因素。研究表明：①栖霞组储层分布受高能沉积相带控制，主要发育在栖二段顶部，以帚状北翼斜坡带、帚状低陡带和帚状南翼斜坡带为中心各自呈环状分布，具有低孔低渗特征，储集空间以溶蚀孔洞为主；②气源对比表明，栖霞组天然气以高—过成熟阶段的原油裂解气为主，主要来自于下伏志留系龙马溪组烃源岩，空间上形成“近源供烃、下生上储”的有利成藏条件；③识别出断裂型、缝洞型、不整合型油气输导体系，尤其是Ⅱ级断裂与Ⅲ级断裂组合发育的断裂型输导体系更有利于油气运聚成藏；④栖霞组储层至少经历了早三叠世末期、晚三叠世初期—早白垩世初期、早白垩世末期3期不同相态的油气充注阶段，现今油气分布格局主要受喜马拉雅运动对油气调整的影响；⑤川南地区栖霞组具备油气成藏的有利条件，成藏主控因素为良好的油气保存条件，其中平行断层夹持断块型背斜相对构造高点、构造改造较弱的储层上倾方向保存条件更好。
川中金秋地区须家河组致密砂岩气广泛发育，勘探实践表现为砂体普遍含气但富集程度差异较大，天然气成藏与富集控制因素亟待明确。基于测录井资料、三维地震资料、试气资料等，分析烃源岩、储层、断层及古构造等成藏要素平面分布特征，在此基础上对研究区内典型失利井、低产井与高产井进行解剖研究，明确研究区须三下亚段天然气成藏富集控制因素，进而总结成藏富集模式。研究发现：金秋地区须家河组须一段+须二段烃源岩厚度与总有机碳（TOC）含量表现为北西高南东低；研究区储层厚度与储能系数表现为北西高南东低；识别出有利断层、不利断层与调整断层3类断层，其中有利断层纵向上向下切穿须三下亚段底界、向上未切穿须三上亚段顶界，平面上主要发育在QL2—XC2井区、QL9—JH5井区及JH8—PL5井区。源储沟通控制天然气成藏。在成藏的基础上，研究区须家河组天然气富集主要受优质烃源岩、优质储层与有利的源储沟通条件控制。建立了优源差储低产型、断层逸散低产型、源储断叠合高产型与优源优储紧邻高产型4种成藏配置，进而总结建立了“源储沟通成藏、优源优储有利沟通富集”的成藏富集模式。
四川盆地峨眉山大火成岩省北缘成都—简阳地区发育的优质火山碎屑岩储层是目前世界上已知最深的火山岩储层。对其成岩作用序列的精细刻画有助于系统揭示这套火山碎屑岩储集体的关键成因机理和成储必要条件，为其规模和空间发育规律的判明提供有效支撑。运用岩心观察、综合薄片鉴定、扫描电镜及电子探针等分析测试方法，建立成都—简阳地区蚀变火山碎屑岩储集体的成岩演化序列。研究表明：①研究区优势储集空间主要为渣状熔岩、熔结凝灰岩的浆屑组分遭受溶蚀作用后形成的砾内溶孔及浆屑发生绿泥石蚀变过程中形成的晶间微孔；②研究区火山碎屑岩关键成岩演化序列依次为脱玻化作用、钠长石结晶作用、沥青的充注、方解石结晶作用、溶蚀作用及绿泥石蚀变作用。在此基础上采用绿泥石温度计和斜长石温度计对上述成岩序列进行温度约束，将成都—简阳地区火山碎屑岩储集体的关键成储过程约束在300~400 ℃温度上限至237~290 ℃温度下限区间，结合区域埋藏热史，认为该温度能且仅能存在于峨眉山大火成岩省喷发活动期的岩浆热场范围内。这与成都—简阳地区火山碎屑岩属于爆破式堆积相近源—中段亚相，就位于火山机构附近且粒玄岩辉石温度计揭示岩浆房温度可维持在1 014~1 100 ℃等一系列火山学面貌一致，从而认定四川盆地成都—简阳地区这套火山碎屑岩储层是受原生火山喷发机制—同喷发热场—喷发期周缘环境要素共同促成的储集体。火山机构堆积体受同喷发热场覆盖的有效范围，即下一步四川盆地火山岩勘探的优势目标范围。
川东北地区须家河组天然气是油气勘探的热点之一。基于川东北不同构造区须家河组天然气地球化学特征差异，明确了其天然气成因类型及混源比例差异。川东北须家河组天然气均为高过成熟热成因气，其中，沙溪向斜弱变形构造区须家河组天然气以煤型气为主，几乎不受海相层系天然气影响。马路背背斜等强构造变形区须家河组天然气乙烷碳同位素组成轻（δ13C2=-36.2‰~-28.2‰），具煤型气和油型气混合成因特征，为海陆相二源供烃，存在海相吴家坪组/大隆组凝析油气和干气同源多期天然气混入。混源比例计算结果表明，马路背背斜须二段和河坝场背斜须四段天然气中煤型气比例占40%~50%，海相凝析油气混入比例约为2%~12%，干气混入比例约为40%~50%；南江斜坡和兴隆断褶带须四段天然气煤型气占比约为70%~80%，海相凝析油气混入比例约为2%~5%，干气混入比例约为15%~25%。混源比例的计算为多元供烃有利区评价提供了科学依据。
四川盆地中部蓬溪—武胜浅水陆棚区域长兴组天然气勘探程度较低，天然气来源认识不清，制约了长兴组天然气的勘探和开发。研究利用TOC、干酪根碳同位素、镜质体（沥青）反射率等测试资料对蓬溪—武胜浅水陆棚区域古生界不同层位潜在烃源岩进行评价，然后结合天然气组分和碳同位素以及烃源岩和储层固体沥青生物标志物探讨该区长兴组天然气以及固体沥青的来源。下寒武统笻竹寺组、下志留统龙马溪组和上二叠统龙潭组烃源岩有机质丰度高，处于过成熟阶段，在常规甾烷、孕甾烷、升孕甾烷、三环萜烷、伽马蜡烷和三芳甾烷等生物标志物组成特征上具有明显差异。蓬溪—武胜浅水陆棚区域长兴组天然气来源主要受烃源岩展布的控制，东部及东北部天然气主要来自龙马溪组烃源岩，西部及西南部主要来源于笻竹寺组烃源岩，中南部主要来源于龙潭组烃源岩，筇竹寺组和龙马溪组烃源岩同样有重要贡献。此次研究明确了蓬溪—武胜浅水陆棚区域古生界烃源岩的生烃潜力特征和长兴组天然气的来源，可为下一步研究区天然气的勘探部署提供有利支撑。
近年来，川东北元坝地区页岩油气取得重大勘探突破，但四川盆地东缘地区陆相层系始终未取得勘探进展。通过对鄂西咸丰地区下侏罗统自流井组的泥岩进行地球化学研究，恢复了研究区早侏罗世盆地的物源区古环境及古气候特征。研究结果表明：研究区自流井组泥岩样品化学蚀变指数CIA值为75.84~81.29，化学组分变化指数ICV值为0.68~0.87，化学风化作用指数CIW值为89.29~96.85，斜长石蚀变指数PIA值为89.15~96.06，化学风化指数CIX值为78.97~82.93，结合较低的Sr/Cu值，认为其沉积于炎热潮湿的气候下；具有较高的Al2O3/ TiO2值和较低的Cr/Zr值，这指示物源区主要为长英质上地壳；氧化还原指标V/Cr值为1.03~1.71，V/（V+Ni）值为0.70~0.80，Ni/Co值为2.35~5.82，较低的V/Cr值和Ni/Co值以及较高的V/（V+Ni）值指示研究区在早侏罗世处于氧化—弱还原过渡环境；样品具有较低的Sr丰度和Sr/Ba值，指示沉积时水体盐度较低，为淡水环境。结合野外工作及其他测试结果，认为鄂西咸丰地区自流井组具有一定的油气勘探潜力，可重点对该段开展资源潜力评价。
塔里木盆地克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组气水分布关系复杂，目前对于地层水的来源及成因认识不足。在地层水常量元素、微量元素数据分析的基础上，新增氢氧同位素、锶同位素数据，结合碳酸盐胶结物碳氧同位素、包裹体均一温度及盐度等，探讨了地层水的来源、成因及形成演化过程。研究认为，巴什基奇克组为高矿化度的CaCl2型地层水，水化学参数表明地层水经历了较强的变质作用，地层封闭性好，有利于油气保存。白垩系巴什基奇克组原始沉积水受大气降水下渗混合，以及蒸发浓缩作用、水—岩反应、膏盐层水的影响，现今地层水表现出Na+、Ca2+富集、贫Mg2+、δ18O富集、高87Sr/86Sr以及低1/Sr的特征。目的层段主要发育3期碳酸盐胶结物，晚期孔隙和裂缝中充填的含铁方解石/白云石为有机酸脱羧作用成因，其形成温度与晚期烃类充注导致流体包裹体盐度淡化的温度一致。结合埋藏史、油气充注史、构造演化史分析，认为白垩系地层水演化经历4个主要阶段：①巴什基奇克组沉积期的原始沉积水体；②白垩纪末期的大气降水侵入及混合；③海侵/盐湖水下渗；④源岩淡化水侵入。埋藏过程中的水—岩反应，始终影响地层水的化学性质。
页岩油流体赋存特征表征难度较大，选取鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长73亚段页岩冷冻蜡封新鲜样品，利用原子力显微镜、二维核磁共振等实验手段，开展了孔隙结构与流体赋存特征研究。结果表明：①页岩储层中长英质孔隙发育程度高，连通性好，表面形貌有一定起伏。在有机质颗粒和不同岩矿颗粒接触处的粒间孔隙发育，孔隙尺寸较大，形貌起伏较大。②不同岩样束缚水、吸附油、游离油及固体有机质4种流体绝对含量有着显著差异，束缚水相对含量相近，平均相对含量为52.20%；游离油含量较少，平均相对含量为8.03%。③游离油主要分布在孔隙空间大、连通性较好的黄铁矿及填充物、长英质孔隙中。随着冷冻蜡封时间增加，游离态原油在岩心孔隙中的相对含量整体呈现出递减的趋势。冷冻蜡封保存可以很好地保存岩样中束缚水、吸附油、固体有机质这3种页岩油流体组分，对易挥发的游离油组分也有着较好的延缓挥发作用。研究结果为研究区井场取心及流体赋存状况分析提供了实验依据。
鄂尔多斯盆地延安地区三叠系发育多套富有机质页岩，油气勘探前景广阔。明确不同页岩岩相的储层特征及其主控因素对研究页岩油富集规律、寻找有利区具有重要意义。通过薄片观察、扫描电镜、X射线衍射、岩石热解分析、高压压汞和氮气吸附等实验手段，对延长组7段（长7段）页岩进行岩相划分，对比各岩相之间储集空间差异，最终确定优势岩相及其孔隙结构控制因素。研究区长7段页岩具有岩性复杂、纹层发育、高有机碳含量等特征，页岩整体属于低孔—低渗储层，且不同沉积环境下储层物性具有明显差异。因此，基于“岩性+TOC（<3%，3%~6%，>6%）+矿物成分（50%为界限）”划分标准，将页岩划分为低有机质硅质页岩（L⁃S）、高有机质硅质页岩（H⁃S）、富有机质硅质页岩（R⁃S）、高有机质黏土质页岩（H⁃C）、富有机质黏土质页岩（R⁃C）、高有机质混合质页岩（H⁃M）和富有机质混合质页岩（R⁃M）共7种岩相。H⁃S岩相孔隙类型以粒间孔、溶蚀孔和裂缝为主，孔隙参数最优，储集空间发育，含油饱和度高，是研究区的优势岩相。矿物组成、TOC和纹层发育特征为储集空间的控制因素，TOC在整个热演化阶段对页岩微孔的发育有重要控制作用。粉砂质纹层储集物性较好，其内部发育的长石、石英等刚性碎屑颗粒间相互支撑作用使得粒间孔很好地保留下来，从而增加了大孔数量，有利于页岩油的富集。该研究结果能够对页岩油的勘探和开发提供一定的参考。
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